Produktion systemtechnischer Komponenten für solare Energien (2007) - PDF ( 337 KB )

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system technischer

Komponenten für solare Energien

• Qualifizierung und Qualitäts siche rung zur Lebensdauer- Optimierung und Ertragskontrolle – Rückwirkungen auf Technologie entwicklung und Montage

• PV-Systemtechnik – Motor der Kostenreduktion für die

photovoltaische Stromerzeugung

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Qualifizierung und Qualitäts siche rung zur Lebensdauer-Optimierung und Ertragskontrolle – Rückwirkungen auf Technologie entwicklung und Montage

Einleitung

Maßnahmen zur Qualitätssicherung und Qualifizierung von Komponenten für bestimmte Einsatzbedingungen bzw. -bereiche haben hohe Bedeutung für die Lebensdauer, den störungs - freien Betrieb und den Ertrag von photovoltai - schen und thermischen Solaranlagen. Dies gilt sowohl für die einzelnen Komponenten als auch für die gesamte Anlage im Verbund. Wesent - liche technische Beurteilungsparameter für den wirtschaftlichen Betrieb sind der Ertrag und die Lebensdauer aber auch der Aufwand für Wartung und Reparatur.

Qualifizierung und Qualitätssicherung von Komponenten

Bei Photovoltaik (PV)-Anlagen haben die Zuver - lässigkeit und Beständigkeit der PV-Module besondere Bedeutung. Denn ein Großteil der Investitionskosten (> 50 %) entfallen auf den PV- Generator (das ist die Gesamtheit aller PV- Module einer Anlage). An die Module sind somit hohe Qualitätsanforderungen zu stellen:

Neben dem elektrischen Energieertrag muss auch die Gebrauchsdauer im Sinne des Auf recht- erhaltens der elektrischen Leistungs fähigkeit im Bereich von zwei bis drei Jahr zehnten liegen.

Dies entspricht der Anforderung an eine nach - haltige Produktent wicklung und ist auch aktueller Stand der Technik für Solar modu le gemäß den gegenwärtigen Qualitäts stan dards.

Von allen PV-Modulherstellern werden heute Garantieaussagen zur Leistungs- und Produkt - garantie gemacht. Die Leistungsgarantie beträgt

in den meisten Fällen 25 Jahre und bezieht sich auf den Erhalt der elektrischen Leistung des Solarmoduls im Vergleich zu dessen Nenn - leistung. Üblicherweise wird garantiert, dass die Leistung nicht unter 80 % des Nennwertes absinkt.

Es existiert derzeit jedoch noch kein Lebens - dauer test für Solarmodule, der gesicherte Prognosen zur Langzeitstabilität zulässt. Auch sind die konkreten Umwelteinflüsse von Tempe - ratur, Feuchte und UV-Strahlung und die damit verbundenen Alterungsmechanismen bei den einzelnen Modulkomponenten und beim Materialverbund innerhalb der Module bisher nur unzureichend bekannt. Ausgehend von diesen Unsicherheiten, sowie der Unkenntnis der Hersteller über die späteren Einsatz bedin - gungen bergen lange Garantiezeiten erhebliche wirtschaftliche Risiken für die Hersteller von Solarmodulen. Es werden daher gebrauchs - daueranalytische Prüfverfahren benötigt, die durch beschleunigte Tests durch Umwelt simu - lation im Labor belastbare Aussagen über die Beständigkeit der neuen Materialien und Kom - ponenten unter den denkbaren Einsatz bedin - gungen ermöglichen. Solche Prüfver fah ren werden in Zusammenarbeit mit der Industrie und anderen Forschungsinstituten am Fraunhofer ISE entwickelt.

Hierfür ist es wichtig, dass die durch künstliche Beanspruchung festgestellten Alterungs mecha - nismen mit natürlichen Degradations mecha - nismen unter verschiedenen klimatischen Bedin - gungen korrelieren und damit die Prüf verfahren bestätigen. Dies ist durch kontrollierte Freibe - witterung von Solarmodulen möglich, bei der alle Belastungsparameter durch Bewitterung und Betrieb mit ausreichend hohem Zeittakt Prof. Dr. Peter

Zacharias ISET pzacharias@

iset.uni-kassel.de

Dr. Michael Köhl Fraunhofer ISE michael.koehl@

ise.fraunhofer.de

Dr. Klaus Vanoli ISFH

k.vanoli@isfh.de

Dr. Andreas Herrfeld SMA Technologie AG andreas.herrfeld@sma.de

Prof. Dr. Peter Zacharias•Qualifizierung und Qualitätssicherung

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FVS •BSW-Solar Themen 2007

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gemessen und aufgezeichnet werden. Solche Freibewitterungsteststände hat das Fraunhofer ISE gemeinsam mit dem TÜV Rheinland in ver - schiedenen Klimazonen aufgebaut und mit der notwendigen Messtechnik ausgestattet oder sich über die Kooperation mit Partnern gesi chert. Das ISET testet Solarmodule im Freifeld an seinem Standort in Kassel in Industrieaufträgen für verschiedene Hersteller.

Arides Klima herrscht in der Wüste Negev vor:

niedrige Luftfeuchtigkeit, hohe Temperaturen mit großem Temperaturwechsel zwischen Tag und Nacht, sowie lange Sonnenscheindauer sind hier die Hauptfaktoren. Tropische Ver hält - nisse findet man in Serpong in Indonesien vor.

Hingegen sind die Hauptstressfaktoren auf der Zugspitze die Schnee- und Windlasten sowie ein hoher UV-Strahlungsanteil.

Derzeit werden im Rahmen des EU-Projektes

„Performance“ weitere interessante Materialien und Module mit Dünnschichttechnik ausge - wählt. Die Zielsetzung des Projektkonsortiums ist es, einen beschleunigten Test zur Bestim - mung der Lebensdauer von Solar modulen zu entwickeln und zu verifizieren. Das Cluster - projekt „Zuverlässigkeit von PV-Modulen“ wird vom Bundesministerium für Umwelt, Natur - schutz und Reaktorsicherheit (BMU) gefördert.

Zusammenwirken

verschiedener Komponenten in Systemen

Die zweite Hauptkomponente in Photovoltaik - anlagen sind Wechselrichter, die den erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom umwandeln. Sie über neh men gleichzeitig vielfältige Steuerungs-, Rege lungs- und Sicherheitsfunktionen. Neben der Qualität dieser komplexen von Leistungs- und Signalelektronik sowie computer techni schen Elementen dominierten Komponente gilt es, den einwandfreien Betrieb in Wechselwirkung mit den elektrischen Netzen sicherzustellen.

PV-Wechselrichter sind für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt. Bei bis zu 14 Stunden Betrieb an 7 Tagen der Woche unter wechseln - den klimatischen Bedingungen stellt dies hohe Anforderungen an die Qualität der verarbeiteten Teile und die Verarbeitungsprozesse. Um diese Qualität abzusichern, betreibt die SMA Techno - logie AG als Wechselrichterproduzent ein eigenes Testzentrum als unabhängige Abtei lung.

Grundlage aller Tests ist eine Simulations umge - bung die es erlaubt, Wechselrichter unabhängig von realen Einstrahlungsverhältnissen rund um die Uhr elektrisch zu betreiben.

Bevor ein neuer Wechselrichter auf den Markt kommt, hat er eine Vielzahl von Tests durchlau- fen. Im Rahmen von entwicklungsbegleitenden

Abbildung 1 UV-Tests von Solar - modulen (links) müssen verschärft und mit Feuchte-Wärme kombiniert werden, um der Belastung bei 20 Jahren Gebrauchs - dauer zu entsprechen.

Vergleichtests mit Frei - bewitterung (rechts) dienen der Validierung von beschleunigten Gebrauchsdauer - prüfungen.

Quelle: Fraunhofer ISE

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Tests werden Prüfungen auf die elektromagne - tische Verträglichkeit (EMV), mechanische Tests des Wechselrichters und der Verpackung, eine Überprüfung auf Staub- und Wasserdichtigkeit zur Bestimmung der Schutzklasse, Tests und Validierungen der Hard- und Firmware¹und vieles mehr durchgeführt.

Mit Hilfe einer Simulationsumgebung wird ver - sucht, den realen Betrieb eines Wechsel rich ters so gut wie möglich nachzubilden. Hierzu gehö - ren u. a. die Simulation eines Sonnen auf gangs, eines Sonnenuntergangs, eines bewölkten Tages, schnelle Einstrahlungswechsel, die Auf - schaltung von Störgrößen sowie der Betrieb bei unterschiedlichem Leistungsange bot, das bis zu 110 % der Nennleistung des Wechsel richters reicht. Hinzu kommen noch Tests bezüglich des Anlaufverhaltens bei hohen bzw. niedrigen Temperaturen sowie Derating-Tests, die das Ver - halten des Wechselrichters bei hoher Leistung und steigenden Umgebungs tempera turen ermitteln.

Zur Absicherung der Lebensdauer werden in einer begehbaren Klimakammer in der Regel zwölf Wechselrichter eines in der Entwicklung befindlichen Wechselrichtertyps zeitgleich einem internen Feldtest unterzogen. Hierzu werden die Feldtestgeräte unter Verwendung

der Simulationsumgebung rund um die Uhr für viele Wochen anspruchsvollen elektrischen und klimatischen Bedingungen ausgesetzt. Diese simulierte Umgebung erlaubt es, in verkürzter Zeit gegenüber einer externen Durchführung Daten zum Langzeitverhalten aus einem Feldtest zu erhalten.

Serienbegleitend werden stichprobenartig die Nutzungsgrade getestet. Als Nutzungsgrad wird ein prozentualer Wert definiert, der die vom Wechselrichter eingespeiste Energie zu der ihm angebotenen Energie ins Verhältnis setzt. Die ermittelten Werte werden mit denen zum Zeit - punkt der Serienfreigabe des entsprechen den Gerätetyps verglichen. Unterschiede in den Werten können auf Abweichungen in den Pro - duktionsprozessen oder auf der Schwan kungs - breite der verwendeten Bauteilkennwerte beruhen.

Test von Systemen im Verbund

Die umfangreichen Untersuchungen zur Sicher - heit und Zuverlässigkeit von dezentralen netz - gekoppelten Energieerzeugungsanlagen, insbesondere PV-Wechselrichtern, an einem praxisnah aufgebauten Netzausläufer bilden die Grundlage für zahlreiche Projektergebnisse.

Unter dem Themenschwerpunkt „Erkennung ungewollter Inselnetzbildung“ hat das ISET im Projekt SIDENA zusammen mit Industrie part - nern das Verhalten von zahlreichen PV-Wechsel - richtern an einem Netzanschlusspunkt unter extremen Bedingungen untersucht und Defizite ermittelt. Dies führte zu neuen Lösungsan sät zen, die unter anderem in neuen Produkten von Netz - abschalteinrichtungen (ENS)²Einzug hiel ten.

Darüber hinaus konnten die Ergebnisse in die Verabschiedung entsprechender Normen (DIN VDE 0126-1-1) eingebracht und mit Kon zepten anderer europäischer Länder inter natio nal harmonisiert werden.

1 Betriebssoftware, die fest installiert ist

2 Eine Einrichtung zur Netzüberwachung mit zugeordneten Schaltorganen (ENS) ist eine automatische Freischaltstelle für kleine Stromerzeugungsanlagen (bis 30 kWp). Sie garan tiert, dass sich der Wechselrichter bei Stromausfall oder Netzabschaltung auf jeden Fall selbständig vom AC- Netz trennt, um eine Inselbildung und dadurch erfolgende Rückspeisungen in das Stromnetz, die möglicherweise zu gefährlich sein kann, zu verhindern.

Abbildung 2

Begehbare und auto - matisierte Klima kam - mer für entwicklungs- und serienbegleitende Feldtests von Photo - voltaikwechselrichtern Quelle: SMA

Technologie AG

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Ein anderer Schwerpunkt dieses Forschungs pro - jekts behandelte die spezifischen Eigenschaften der PV-Wechselrichter auf der Gleich- und Wech selspannungsseite, die für die sicher heits - technische Auslegung von wesentlicher Bedeu - tung sind. Transformatorlose Wechsel richter bieten neben dem Vorteil eines geringen Gewichts meist hohe Wirkungsgrade und einen einfachen und daher kostengünstigen Aufbau.

Beim Betrieb transformatorloser Wechselrichter ist die DC-Seite (die Gleichspannungsseite) meist mit einer Wechselspannung überlagert, die durch eine „Umpolung“ des Solargenerators beim Wechsel zwischen positiver und negativer Halbwelle der Netzspannung erzeugt wird.

Einige transformatorlose Wechselrichtertypen verursachen aufgrund ihrer Funktion große kapazitive Ableitströme, z. B. am Solar genera - torgestell, die im Fehlerfall ein Gefahren poten - zial darstellen. Die gemessenen Ableitströme liegen, je nach Wechselrichter, zwischen wenigen und mehreren hundert Milliampère.

Neben der möglichen Personengefährdung sind auch Fehlmessungen in Prüflaboren möglich.

Die beobachteten Fehlmessungen wurden intensiv im akkreditierten EMV-Prüflabor unter - sucht und die möglichen Ursachen ermittelt. Es wurden Vorstellungen für neue Grenzwerte von nicht-sinusförmigen Ableitströmen sowie für Prüfaufbau und Prüfprozedur und für die zuver - lässige Messung von kapazitiven Ableit strömen unter Berücksichtigung von realen Erd kapazi tä ten von Solarmodulen und Konstantern entwickelt.

Diese sollen in zukünftige Normungsaktivitäten einfließen.

Das ISET bietet mit seinem Test- und Prüfzent - rum DeMoTec vielfältige Möglichkeiten zum Betrieb von elektrischen Energiewandlern oder deren Komponenten unter realistischen Einsatz- und Lastbedingungen von Nieder- und Mittel - spannungsnetzen. Ziel ist die Erkennung der systemtechnischen Eigenschaften und deren Verträglichkeit in Versorgungsnetzen. Über Kreuzschienenverteiler lassen sich beispielsweise Einzelaggregate in bis zu drei Teilnetzen fern - steu erbar koppeln. Ein 10 kV-Mittelspannungs - si mulator ermöglicht die Nachbildung von Kabel strecken stufig bis 18 km und von Frei lei - tungen bis 28 km Länge. Die Messung wichti ger elektri schen Größen ist in den Anlagen inte griert.

Zur Ausweitung der realitätsnahen Testmöglich - kei ten befindet sich mit dem „ISET Systems Test Centre“ eine Freifeldumgebung für den Ver bund- betrieb von PV-Modulen und -Systemen, kleinen Windenergieanlagen, Bio gas-Blockheiz kraft wer - ken, anderen dezen tra len Stromerzeugern, Ener - giespeichern, Wechsel rich tern, Kommu ni ka tions-, Regelungs- und Steue rungssystemen so wie autonomen Hybrid syste men und Insel net zen (Minigrids) in Vorberei tung.

Ertragssicherung im Betrieb

1. Photovoltaikanlagen

Für die energetische Bewertung eines Stand - ortes für Photovoltaikanlagen ist die Messung der Bestrahlungsstärke mit einem Pyranometer präzise und sinnvoll. Um den Energieertrag ge - nauer prognostizieren zu können (Ertrags prog -

Abbildung 3

Test- und Prüfzentrum DeMoTec zur

Untersuchung von elektrischen Energie - wandlern oder deren Komponenten unter realistischen Einsatz- und Lastbedingungen sowie im Verbund in Nieder- und Mittel - spannungsnetzen.

Quelle: ISET

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nose für Investoren), sollte das spektrale Verhal - ten der jeweiligen PV-Anlagentechnologie am Standort berücksichtigt werden. Das gilt auch für ein präzises PV-Anlagenmonitoring. In dem kalibrierten Solarzellensensoren „ISETSENSOR mpp“ ist dieser Ansatz für verschiedene Zellen - technologien umgesetzt. Die solare Einstrahlung wird dabei im Punkt maximaler Leistung (Maxi - mum Power Point – MPP) bestimmt und ent - spricht damit nahezu der eines technologie - gleichen PV-Generators mit PV-Wechselrichter.

Eine spezielle Elektronik ermittelt über eine Strom- und Spannungsmessung die Kennlinie der Messzelle und berechnet damit den MPP.

Die Messpausen werden dazu genutzt, eine Energiemanagementeinheit mit Doppelschicht - kondensator über die Messzelle „aufzuladen“.

Die gesamten Messungen und Berechnungen übernimmt ein spezieller Mikrocontroller in Low-Power-Technologie. Nach entsprechender Kalibrierung wird die Bestrahlungsstärke direkt in W/m²ausgegeben. Die Messwertübertra gung an eine Auswerteeinheit kann zum Beispiel über eine RS232-Schnittstelle oder über Funk erfol gen.

2. Solarthermische Anlagen

Bei solarthermischen Anlagen können Störun gen und sogar der vollständige Ausfall lange Zeit un - entdeckt bleiben, da die Heizung die fehlen de Wärme unbemerkt nachliefert. Eine zuverlässige Störungserkennung bietet das am ISFH ent - wickel te Input/Output-Verfahren (IOC). Wissen - schaftlich-technische Grundlage für das Input/

Output-Verfahren ist ein innovativer, neuartiger IOC-Algorithmus. Er ermöglicht die automa ti -

sche Berechnung des erwarteten Ertrags von Kollektorkreislauf bzw. Solaranlage mit Hilfe eines kompakten Simulationsmodells. Anhand eines Soll-Ist-Werte-Vergleichs mit täglichen Messwerten erfolgt eine Ertragsbewertung.

Dabei werden aktuelle Messwerte und aus der Anlagenplanung bekannte Parameter wie z. B.

Kollektor- und Systemdaten verarbeitet. Das Input/Output-Verfahren besteht aus zwei Bau - steinen: dem Input/Output-Controller mit dem darin automatisch ablaufendem IOC-Algorith- mus und der angeschlossenen Messsensorik, sowie den Verfahrensregeln zur Organisation der schrittweisen Integration des Verfahrens in den gesamten Realisierungsprozess einer Solar - anlage. Neue Entwicklungen zeigen, dass die IOC-Technologie zusammen mit Mircosensoren auf MEMS–Basis zu einer erheblichen Kosten - reduktion beim Betrieb solarthermischer Anlagen beitragen können.³

Das ISFH entwickelte zusammen mit der Firma RESOL einen Input/Output-Controller als erstes kommerziell verfügbares Kompaktgerät auf dem Solarmarkt. Erste Praxisdemonstrationen in der Wohnungsbauwirtschaft haben zu sehr positiven Ergebnissen geführt.

Mit der Umsetzung in eine internetbasierte IOC- Variante zum Einsatz in Anlagen der Gebäude - leittechnik wurde begonnen. Insgesamt wurden bisher IOC-Test-Geräte in 13 verschiedenartigen

3 Siehe auch Artikel „Intelligente Mikrosensoren für den Einsatz in solarthermischen Anlagen – Integration in die Systemtechnik“ von Michael Verdirk in diesem Heft auf S. 66

Abbildung 4 Energetische und funktionale Anlagen - überwachung mit speziellen Controllern a) für die Photovoltaik (links, Quelle: ISET) b) für solar ther mi sche Anlagen

(rechts, Quelle: ISFH)

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a) b)

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Solaranlagen eingebaut. Bei einer Soll-Ist-Wert- Toleranz von 20 % kann mit einer Sicherheit von 99 % auf einen Störfall geschlossen werden. Im Entwurf zur VDI 2169 „Funktionskontrolle“ ist das Input/Output-Verfahren als Verfahren zur automatischen Ertragsbewertung etabliert worden.

Die positiven Projektergebnisse bieten eine neu - artige Grundlage für Qualitätssicherung solar - thermischer Anlagen: Fehler und Störungen können jetzt kostengünstig erkannt und rasch beseitigt werden. Der Solarthermie-Branche bietet sich die große Chance eines erheblichen Vertrauensgewinnes bei Investoren sowie seitens der Anbieter durch selbstbewusstes Qualitäts- Marketing. Darüber hinaus bietet es sich an, den Denkansatz des energetischen Soll-Ist-Wert- Vergleiches auch für die Effizienzkontrolle konventioneller Wärmeversorgungs-Systeme zu nutzen.

Zusammenfassung und Ausblick

Eine hohe Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit von Systemen in der Energieversorgung erfor - dert neben der hohen Qualität der Einzelkom ponenten eine hohe Verlässlichkeit für das Zusam - menspiel in verschiedenen Systemstruk turen bzw. großen Netzen. Neben der Einhaltung von Qualitätsstandards in der Entwicklung und Produktion sind daher auch Maßnahmen zur Qualifizierung und Qualitätssicherung der Lebens dauer und Erträge von Solarsystemen von besonderer Bedeutung. Das gilt sowohl für solarthermische als auch für photovoltaische Anlagen.

Einhergehend mit der Integration von dezentra - len Generatoren in die elektrischen Verteilnetze, müssen neue Konzepte für Analyse, Planung, Steuerung und Überwachung der Energiever - sorgung und -verteilung durch Laboruntersu - chun gen validiert werden, um diese neuen Komponenten bei der Leistungsoptimierung des Gesamtsystems zu berücksichtigen.

Das vom ISET koordinierte, europäische Exzel - lenz netzwerk von unabhängigen Laboren DERlab⁴unterstützt die konsistente Entwicklung dezentraler Energietechnologien auf der Basis einer gemeinsamen europäischen Forschungs- und Entwicklungsplattform. Ziele von DERlab sind der Aufbau eines verteilten, unabhängigen DER-Labors für Europa, um die Schaffung von europäischen und internationalen Normen substanziell zu unterstützen.

Danksagung

für die Förderung der Projekte SIDENA und des Clusterprojekts „Zuverlässigkeit von PV-Modu len“

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4 DERlab ist ein europäisches Netzwerk der Excellenz (NoE) von unabhängigen Laboratorien, die auf dem Gebiet der Integration verteilter Energiequellen (distributed energy resources (DER)) ins Stromnetz arbeiten.

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PV-Systemtechnik – Motor der Kostenreduktion für die

photovoltaische Stromerzeugung

Neuartige PV-Wechselrichter reduzieren Kosten um 30 %

Die Kosten für Strom aus Photovoltaik (PV) konnten seit Anfang der 90er Jahre um mehr als 60 % verringert werden. Dabei ist die Hälfte dieser Kostenreduktion auf Innovationen bei PV-Wechselrichtern zurückzuführen: über redu zier te Wechselrichterpreise, Erhöhung des spezifischen Energieertrags der PV-Anlage sowie wechsel richter bedingte Vereinfachung der Anlagen planung und Installation.

Für diese so genannte „grid parity“ (PV-Strom - kosten sind dann gegenüber konventionellem Strom ab Steckdose konkurrenzfähig) ist es notwendig, dass sowohl die Investitionskosten für Solarmodule und Systemtechnik (z. B. Wech - selrichter, Befesti gung, Verkabelung), als auch die Kosten für Planung, Montage und Wartung innerhalb der nächsten Jahre annähernd halbiert werden. Potenzial für eine weitere Erhöhung des spezifischen Energie ertrags von PV-Anlagen bieten zudem Verbesse rungen bei der Verfüg - bar keit (Betriebszuver läs sigkeit) und dem Wirkungsgrad. Wie die positive Entwicklung der Vergangenheit gezeigt hat, können diese Ziele durch gemeinsame Anstren gungen von Forschung und Industrie erreicht werden.

PV-Anlagenpreise

Die Gesamtkosten zur Installation von Photo vol - taik-Anlagen im Leistungsbereich unterhalb von 10 kW haben sich seit 1991 – dem Start des 1000-Dächerprogramms – von durchschnittlich 12 €/Wp um mehr als 60 % verringert auf heu te ca. 4,5 €/Wp. Der Großteil der Anlagen kosten entfällt auf die Photovoltaikanlage (70 %), weitere 20 % auf sonstige PV-Systemtechnik - komponenten sowie auf Planung/Installation.

Die Aufteilung der Kosten variiert dabei je nach Anlagengröße, Solarzellentechnologie und sonstigen Randbedingungen (z. B. Freiland- oder Dachanlage). Der Anteil der Anlagen kosten, der auf die PV-Wechselrichter entfällt, beträgt heute 10 %, während er in 1991 noch bei durch schnitt- lich 14 % lag. Der Anteil für die PV-System tech - nik einschließlich PV-Wechselrichter ist damit überproportional gesunken.

Wechselrichterpreise

Die Marktübersicht in Abbildung 1zeigt die starke Abhängigkeit des Wechselrichterpreises von der Geräte-Nennleistung (in kW_ACange ge - ben). String-Wechselrichter in der Leistungsklas se unterhalb 5 kW kosten heute 46 Cent/W_AC. Für einphasige Wechselrichter wird die Bestmarke in Kürze mit 31 Cent/W_ACdurch die Sunny Mini Central-Wechselrichter mit einer Nennleistung von 11 kW_ACmarkiert. Für große Zentral-Wech - selrichter betragen die Preise zwischen 26 und 36 Cent/W_AC(zzgl. Kosten für Stringstrom über - wachung und DC-Verteilungskästen). Da zur Ertragsoptimierung in Deutschland der Wech sel - richter im Allgemeinen unterdimensio niert wird, liegt hier der spezifischen Preis bezogen auf die PV-Anlagenleistung ca. 10 % niedriger. Zum Vergleich sind die leistungsspezifischen Preise für Antriebswechselrichter (Frequenzumrichter mit einphasigem Netzanschluss) dargestellt.¹ Man erkennt, dass die Preise für Antriebs wech sel - rich ter im Mittel ca. 50 % niedriger liegen als die der PV-Wechselrichter. Gründe dafür sind neben den 5-fach höheren Stückzahlen und der gerin - ge ren Funktionalität der Antriebswechselrichter (z. B. Schutzeinrichtungen, Filterung, Wirkungs - grad, Schutzart) insbesondere der mehr als 15-jährige Entwicklungsvorsprung bei der Groß -

1 Internetrecherche im August 2007

Dr. Mike Meinhardt SMA Technologie AG mike.meinhardt@sma.de

Dr. Bruno Burger Fraunhofer ISE bruno.burger@

ise.fraunhofer.de

Dr. Alfred Engler ISET e. V.

aengler@iset.uni-kassel.de

Dr. Mike Meinhardt•PV-Systemtechnik zur Kostenreduktion

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serienproduktion. Ein weiterer Grund für die geringeren Kosten liegt in der Standardisierung der Antriebswechselrichter, die vornehmlich mit Gerätenennleistungen in diskreten Stufen von 0,75 kW (= 1 PS) angeboten werden(Abb. 1).

Kosten bei der

PV-Strom erzeu gung 2007

Stromerzeugungskosten für PV-Strom betragen 2007 in Deutschland bei Anlagenpreisen von 4,5 €/W_pungefähr 45 Cent/kWh, 1991 wa ren es noch 124,2 Cent/kWh. Um Ursachen für diese positive Entwicklung zu analysieren und gleichzeitig zukünftige Verbesserungs po ten ziale aufzuzeigen, werden PV-Strom erzeu gungs kos ten berechnet. In Abbildung 2sind die berechneten Stromgestehungskosten für je eine PV-Anlage von 5 kWp errichtet in 1991 bzw. 2007 dar ge - stellt. Tabelle 1zeigt die dafür zu grun de liegen - den Annahmen.

In der Abbildung 2sind die Kosten für die Strom - erzeugung in fünf Anteile aufgeteilt: Das sind zum einen die drei Finanzkostenanteile für Solar modul, Wechselrichter und sonstige Kom - po nenten (Planung, Installation, Verkabelung, Aufständerung). Diese Finanzkosten ergeben sich aus dem Anschaffungspreis der jeweiligen Kom - po nente und der Annuität. Sie repräsen tie ren den jährlichen Abtrag und Zinskosten. Die Relation der Finanzkosten entspricht daher dem jewei - ligen Anteil der Komponenten am Anla gen preis.

Man erkennt im rechten Teil von Abbildung 2, dass die Finanzkosten für die Abschreibung des Solargenerators den größten Anteil mit 23,8 Cent/kWh (2007) ausmachen. Auf den Wechsel -

richter entfallen 3,4 Cent/kWh und auf die sonstigen Komponenten einschließ lich Planung und Installation 6,8 Cent/kWh.

Einen weiteren Kostenfaktor stellen die Betriebs - kosten für z. B. Versicherung, Zählermiete und Reparatur-Rücklage dar. Diese ergeben sich ba - sierend auf jährlichen Kosten von 200 €/a, d. h.

1%/a der Anlagenkosten, zu 4,5 Cent/kWh (Abb. 2).

Weiterhin sind hier die Kosten gesondert aufge - führt, die dadurch entstehen, dass die PV-Anla ge nicht die gesamte vom Solargenerator zur Verfügung gestellte Energie ins Netz ein spei sen kann, d. h. die Performance Ratio (PR) der Anlage < 1 ist. Diese energetischen Verluste sind über die Vergütung in finanzielle Verluste umge - rechnet. Die dadurch entstehenden Kosten betragen 6,0 Cent/kWh für eine Anlage mit PR

= 0,85 in 2007.

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2007 1991

Anlagenpreis 4.500 12.000

Solarmodul 70 % 56 %

Wechselrichter 20 % 30 %

Sonst. Komponenten und Planung, Installation 10 % 14 %

Performance Ratio 0,85 0,64

Zinssatz 5,3 % 3

Abschreibungszeitraum 20 Jahre 20 Jahre

%

AC-Nennleistung [kW]

1000 1000

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0 Spez. Wechselrichterpreis [€/WAC]

PV-Wechselrichter 2007

Antriebswechselrichter 2007

Ziel: PV-Wechselrichter 2020

Abbildung 1 Leistungsspezifische Kosten von PV-Wech - sel richtern und Antriebswechselr ichtern in €/W_AC(ohne MwSt) als Funktion der AC-Nennleistung Quelle: Internet re - cherche August 2007, Listenpreis SMA

Tabelle 1 Kosten- und Performance Ratio – Vergleich 2007 zu 1991. Unter der Annahme jährlicher Betriebskosten von 200 €/a und einer mittleren jährlichen Globalstrahlung von 1050 kWh/(m²a).

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Kontinuierliche Kosten re duk - tion als Entwicklungs prinzip

Von 1991 bis 2007 konnten die gesamten Strom - gestehungskosten um 79,9 Cent/kWh reduziert werden. Die Anteile dieser Kostenreduktion verteilen sich dabei unterschiedlich auf die Kom - ponenten. Die Finanzkosten für Solarmodule sind um 18,6 Cent/kWh gesunken (Reduktion um 40 % gegenüber 1991). Die Finanzkosten für Wechselrichter sind um 7,2 Cent/kWh gesunken – für sonstige Komponenten, Planung und Installation sogar um 15,Cent/kWh (d. h.

jeweils 70 %).

Die durch Ertragsminderung aufgrund von PR<1 entstehenden Kosten sind überproportional um ca. 80 % zurückgegangen. Während 1991 noch 42,6 Cent/kWh aufgrund von Energieertrags - minderungen „verschenkt“ wurden, sind dies in 2007 nur noch 6,0 Cent/kWh. Ein ausgespro chen positiver Effekt, der auf die gestiegene Perfor - mance Ratio der PV-Anlagen zurückzuführen ist:

In 1991 installierte Anlagen zeigen im Durch - schnitt eine Performance Ratio von 0,64, heuti ge Anlagen 0,85. Gründe dafür sind insbesondere der gestiegene Wechselrichterwirkungsgrad und

eine höhere Anlagenverfügbarkeit aufgrund der geringeren Ausfallraten des Wechselrichters sowie der verbesserten Anlagenüberwachung.

Daneben werden in der Literatur als Grund für die gestiegenen Erträge genauere Angaben der Nennleistung der Solaranlagen und reduzierte Verluste aufgrund von verbesserter Anlagen - dimensionierung, Vermeidung von Verschattung und hohen Modultemperaturen angegeben [1].

Einfluss des Wechselrichters auf die Stromerzeugungskosten

In Abbildung 2ist der Vergleich für die fünf An - teile der Stromgestehungskosten für 1991 und 2007 dargestellt. Dabei ist jeweils der gesamte Reduktionsbetrag und in Klammern der Anteil angegeben, der auf den Einfluss des PV-Wech sel - richters zurückzuführen ist (teils auf Schätzung basierend).

In der Summe sind 37,2 Cent/kWh und damit ungefähr die Hälfte der seit 1991 eingesparten Kosten von 79,9 Cent/kWh auf Innovationen und Verbesserungen im Bereich des Wechsel - richters zurückzuführen.

Abbildung 2 Vergleich der Strom - erzeugungskosten 1991 und 2007 sowie ihre Aufteilung auf Betriebskosten, Finanz - kosten und Kosten durch Ertrags minde - rung (in Klam mern ist rot der Anteil der Kostenreduktion eingetragen, der auf Verbesserungen bei den PV-Wechsel rich tern zurück zu führen ist)

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Gesamtreduktion von 1991 zu 2007: 79,7 ct/kWh Anteil der Wechselrichter: 37,2 ct/kWh

Kosten durch Ertragsminderung aufgrund PR < 1

Finanzkosten Wechselrichter Finanzkosten sonstige Kompo nen ten (inkl. Planung und Installation) Finanzkosten Solargenerator Betriebskosten

1991 2007

(12 €/W, Annuität 0,66) (4,5 €/W, Annuität 0,08)

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Die 70 %ige Reduktion der leistungsspezifischen Wechselrichterpreise führt zu einer Verringerung der Wechselrichterfinanzkosten von 7,2 Cent/

kWh. Einen weiteren positiven Einfluss auf die Stromerzeugungskosten hat der Wechselrichter über die Verringerung der Finanzkosten bei den

„sonstigen Komponenten“. So hat z. B. die Einführung der String-Technik (entwickelt durch SMA, ISET und Uni Kassel) für netzgekoppelte PV-Anlagen dazu beigetragen, die Anlagen pla - nung und -installation deutlich zu verein fa chen.

Der Anteil des Wechselrichters an dieser Kosten - reduktion wird mit 5 Cent/kWh abgeschätzt.

Über einen gesteigerten Umwandlungs- und MPP-Anpassungs-Wirkungsgrad²sowie eine erhöhte Verfügbarkeit hat der Wechselrichter einen sehr großen Einfluss auf die Verringerung der „Kosten durch Ertragsminderung aufgrund einer PR <1“. Dieser Beitrag des Wechselrichters an der Reduktion der Kosten wird mit 25 Cent/

kWh abgeschätzt.

Kostenreduktion durch Steigerung der

Wechselrichterfunktionalität

In Abbildung 3sind die wichtigsten Merkmale von PV-Wechselrichtern, die die PV-Stromkosten beeinflussen, zusammengestellt. Im Vergleich mit dem Wechselrichter aus dem Jahre 1991 wird klar, welche enorme Entwicklung die Funktiona - lität der PV-Wechselrichter bei gleichzeitiger 70 %iger Preisreduktion erfahren hat.

Der Wechselrichter – als das Herz der PV-Anlage – hat zentralen Einfluss auf den Energieertrag und damit auf die Wirtschaftlichkeit der Anlage. Nach - folgend wird anhand einiger Wechselrich ter - charakteristiken exemplarisch der Einfluss auf die Verringerung der Kosten von PV-Strom erläutert:

• Erhöhung des maximalen Wechselrichter - wirkungsgrades um ca. 8 % auf 98 % (im Labor sogar 98,5 % [2])

• Verbesserung der Betriebszuverlässigkeit der PV-Wechselrichter um den Faktor 5, bzw.

Reduktion der Ausfallrate auf 1/5

• Erhöhung des MPP-Anpassungswirkungs - grades auf 99,9 %

• Vermeidung von Missmatchingverlusten in den Generatoren durch Einführung der Stringtechnik

• Vereinfachte Installation durch Einführung der Stringtechnik. Durch Wegfall der vorher nötigen zusätzlichen DC-Unterverteilung wurden die Anlagenkosten deutlich redu ziert.

Abbildung 3 Die Wechselrichter - funktionalität ist von 1991 auf 2007 stark gestiegen

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2 Ein Wechselrichter soll eine optimale Energieproduktion erreichen. Diese muss unabhängig von der Einstrahlung und der Solarzellentemperatur im MPP (Maximum Power Point) des Solargenerators arbeiten. Als Maß für die Güte der ständigen Anpassung an den MPP ist der Anpassungs - wirkungsgrad definiert.

1991 2007

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• Schutzart IP54: Die DC-Verkabelung kann durch den generatornahen Einsatz beson - ders abgedichteter und damit für die Außen - montage geeigneter Wechselrichter stark vereinfacht werden.

• Notwendige Schutzfunktionen wie z. B. FI, ENS, DC-Freischalter sind im Wechselrichter integriert und müssen nicht extern realisiert werden. Dies führt zu reduzierten Material- und Installationskosten.

• Drahtlose Kommunikation via Bluetooth redu ziert die Kosten für Installation von Kommunikationskabeln.

• Graphik-Display ermöglicht eine schnelle, aussagekräftige Fehlerdiagnose durch den Anlagenbetreiber und reduziert damit die Stillstandzeiten der PV-Anlage.

Wechselrichterpreise seit 1991 um 70 % reduziert

Neben der kontinuierlichen Steigerung der Wech selrichterfunktionalität liegt der Schwer - punkt bei der Entwicklung von Solarwechsel - richtern auf der Verringerung der leistungs spezi - fischen Kosten. Der Erfolg dieser Bemühungen ist anhand der Lernkurve der spezifischen Wech - selrichterpreise für einphasige Wechsel richter im Leistungsbereich < 10 kW in Abbildung 4dar ge - stellt. Man erkennt, wie der Wechselrichterpreis des spezifischen Preises um ca. 70 % gefallen ist, ausgehend von 1,15 €/W_ACim Jahre 1991 bis hin zu 0,36 €/W_ACim Sommer 2007. 2008 wird

die Einführung eines 11 kW Sunny MiniCentral- Wechselrichters mit einem spezifischen Preis von 0,31 €/W_ACzu einer weiteren Reduktion um 15 % führen.

Die Reduzierung der spezifischen Kosten des PV-Wechselrichters ist vor allem auf die Erhö hung der Produktionszahlen – entspre chend den Gesetzen der „Economy of scale“ – zurückzu - füh ren. Doch die prognostizierte Kostenreduk - tion kann nicht allein durch die Erhöhung der Stückzahlen erreicht werden. Es sind in jedem Fall zusätzliche technologische Innovationen notwendig. Ein Kernelement dabei ist die Erhöhung des Integrationsgrades. Sie umfasst verschiedene Ebenen der leistungselektro nischen Systemintegration:

• Integration magnetischer Bauelemente

• Verwendung integrierter Leistungshalbleiter- Module anstelle diskreter Halbleiterbau ele - mente

• Erhöhung der funktionalen Integration bei mechanischen Komponenten

Ein Beispiel hierfür ist die Entwicklung eines auch nach ergonomischen Aspekten gestalteten, funktional integrierten Aluminium-Druckguss - gehäuses wodurch sowohl Materialkosten als auch Fertigungskosten reduziert werden.

Durch ein fertigungsoptimiertes Wechselrichter - design und einen entsprechend angepassten Fertigungsprozess konnte die Fertigungszeit im Vergleich zu 1991 um mehr als 70 % reduziert werden. Ein weiterer wichtiger Faktor für die Reduktion der leistungsspezifischen Wechsel - rich terpreise war der Trend zu größeren Wechsel richtereinheiten.

Abbildung 4 Lernkurve für Preise von einphasigen Wechselrichtern

< 10 kW von 1991 bis 2007 und Prognose für

Kumulierte weltweit installierte PV-Leistung [MWp]

1000000 100000

10000 1000

100 10

1

0,1 Spez. Wechselrichterpreis [€/WAC]

die Preisentwicklung bis zum Jahre 2010 und 2020

(* Annahme 25%/a Marktwachstum)

80

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Lebenszyklus-Kosten gewinnen an Bedeutung

Aufgrund der großen Fortschritte bei der Verrin - gerung der Anlagenpreise wird zukünftig der Anteil der Betriebskosten an den gesamten Strom erzeugungskosten stark steigen. Dadurch verschiebt sich der Fokus von der reinen Reduk - tion der Anlagenpreise hin zur Minimierung der Lebenszyklus-Kosten einer PV-Anlage. Die Notwendigkeit aber auch die Möglichkeiten zur Reduktion der Betriebskosten sind insbesondere bei großen PV-Anlagen oberhalb 200 kW groß.

Denn gerade in diesem Leistungsbereich ist eine vereinfachte, kostengünstige Wartung wichtig.

Zentral-Wechselrichter erfordern generell den Einsatz von speziellen Elektrofachkräften bei War tungsarbeiten. Die dabei entstehenden Kosten werden in diesem Fall durch die Perso - nal- und Reisekosten dominiert. Durch den Einsatz von MiniCentral-Wechselrichtern auch im Leistungsbereich oberhalb 200 kW wird eine Reduktion der Life Cycle Costs möglich. Denn die Wartung kann hier in den meisten Fällen durch den einfachen Austausch des Wechsel - richters erfolgen und durch vor Ort verfügbares Personal durchgeführt werden.

Große PV-Anlagen mit mehreren MiniCentral- Wechselrichtern weisen im Vergleich zu Anlagen mit einem Zentral-Wechselrichter eine höhere Redundanz auf. Dies bedeutet, dass bei Ausfall einzelner MiniCentral-Wechselrichter der Rest der PV-Anlage weiterbetrieben werden kann und dadurch die Minderung des Energie ertra ges ge - ringer ist als bei Ausfall eines Zentral-Wechsel - richters. Auch dies wirkt sich positiv auf die Life Cycle Costs aus.

Ziele für die Entwicklung bei PV-Wechselrichtern

Für eine positive Entwicklung der Photovoltaik ist eine weitere Reduktion der Stromerzeu gungs - kosten essenziell. Ein erster Meilenstein auf diesem Weg wird dabei das Erreichen der grid parity in weniger als 10 Jahren sein. Dazu ist eine Halbierung der Anlagenkosten und damit auch der PV-Wechselrichterkosten notwendig.

Dass dieses Ziel erreichbar ist, wird anhand der Lernkurve in Abbildung 4klar. Ausgehend von einem jährlichen Wachstum des weltweiten Marktes um 25 % werden gemäß der Lernkurve im Jahre 2020 Wechselrichter zum Preis von 0,15 bis 0,2 €W/W erhältlich sein. Die Erfah run - gen aus der bisherigen Entwicklung des PV- Mark tes haben gezeigt, dass technologische Innovatio nen essenziell sind, um die sich aus der

„Economy of Scale“ ergebenden Chancen optimal nutzen zu können. In diesem Zusam - menhang sind insbesondere an die Stückzahlen angepasste Fertigungsverfahren genannt.

Ein weiterer wichtiger Beitrag zur Reduktion der PV-Stromkosten wird die Erhöhung des Energie - ertrages durch die Weiterentwicklung des Wechselrichterwirkungsrades auf 99 % und eine weitere Verbesserung der Anlagenverfügbarkeit sein. Außerdem wird durch den Einsatz von MiniCentral-Wechselrichtern auch im Leistungs - bereich oberhalb 200 kW eine Reduktion der Life Cycle Costs möglich.

Literatur

[1] Jahn, U.: Photovoltaik-Anlagen – Bewäh - rung und Herausforderung, FVS-Themen 2003, S. 28–35, Jahrestagung des ForschungsVer bunds Sonnenenergie, 25. und 26. September 2003, Berlin

[2] Burger, B., et. al.: Photovoltaic Inverters with SiC-Mosfet, 2nd ECPE SIC User Forum, Kopenhagen, 6. und 7. September 2007

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